Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 257

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

ТАБЛИЦА II.8

 

 

 

КОЭФФИЦИЕНТЫ УРАВНЕНИЯ

(11.19)

 

 

Коэффициент

Значение

Коэффициент

Значение

А0

 

—0,364336

С0

—5,2867215.10-6

Аг

 

2,198754-10"3

сх

1,2446502-10“7

а 2

 

1,6185399-10-6

с2

—5,3578971 • 10"11

А3

 

—1,188797•10“9

С3

—2,7626487• 10"14

Во

 

9,3317175-10-3

Во

3,8234458 10+1

Bi

 

3,9836405-10-е

Ei

—5,0398134-10-2

в2

 

-5,5610874-10-8

е 2

—1,8534164 10-5

В3

 

4,5029573 10-11

Ео

3,2528355

10-8

аппроксимация в виде полинома, предложенная

Органиком и

Холлингс­

вортом:

 

 

 

 

 

lg Рсх —А + Вх + Сх2-\——,

 

 

 

А

Aq

Аху 4- А2У2 + Asу3,

 

 

(11.18)

В = Bq 4- Biy 4* В2у2 4- В3у2,

 

 

 

 

 

С =

Со 4- СхУ + С2у2 4" С3г/3,

 

 

 

Е = Ео + ЕхУ + Е2У2 + E3yz,

 

 

 

х =

1,8т1432,

 

 

 

у =

1,8ТК$ + 32,

 

 

(11.19)

где Т — температура, °С; р — давление, МПа; Гкр — критическая

темпера­

тура условного компонента в равновесной жидкой фазе, °С

Полином (II.18) можно применять при температурах не ниже +15 °С.

Численные значения

коэффициентов Л0, А1% Л2, А3, B0t Blt

В3, В8, С0,

Ci, С2, С3, Е0, Ех, Е2%Е3

приведены в табл. II.8.

 

Давление схождения можно найти также по среднемассовой молекулярной

массе условного компонента С2 +

 

 

Рсх=

0,101 (Ш — г).

 

 

(11.20)

Для

—40 °С < / < 40 °С / = 2,96 — 0,002/,

г = 66 — 0,833/ +

+ 0,0125/2 — 0,0000417/3.

г = 51 — 0,475/ +

0,00375/2.

Для

40 °С < /< 160

/ = 2,96 — 0,002/,

Молекулярную массу М определяют по уравнению (11.16).

Простые задачи фазовых равновесий и некоторые проверочные решают с по­ мощью графиков. Систематические расчетыфазовых равновесий выполняют только на ЭВМ.

Для расчетов фазовых равновесий с помощью ЭВМ по графикам констант равновесия рекомендуется составить массивы констант равновесий нормальных парафиновых углеводородов от метана до декана для давлений схождения, равных 4,12; 5,5; 6,9; 13,79; 20,69; 27,5; 34,48; 39,2; 49; 58,86; 68,97; 137,94 МПа, и темпе­ ратур, меняющихся от —40 до 260 °С, и давлений от 0,07 МПа до давления схож­ дения.

Массивы констант равновесия целесообразно представить в виде таблиц десятичных логарифмов их значений. Для каждого из приведенных давлений схождения константы равновесия в этих таблицах следует привести в зависимости

42

от давления и температуры с неравномерными шагами. Алгоритм выбора Ki по этим массивам состоит из двух этапов.

1.Для заданной Т из таблиц для всех рсх поочередно линейной интерполя­ цией (при совпадении заданного Т с табличным — просто выбором) составляют вспомогательный массив значений Ki для всех табличных значений р. В связи

стем, что шаги и пределы изменения р для каждого рСх различны, интерполяцией

иэкстраполяцией значений*констант равновесия из этого массива составляют рабочий массив с одинаковыми (неравномерными) шагами и пределом[изменения р для всех /?сх от 0,07 МПа до 137,94 МПа. Следует учитывать, что Ki для всех р> больших рсх, не имеют физического смысла, и их используют только для более точной двухпараметрической интерполяции при р, близких к рСх-

2.По рабочему массиву с^помощью стандартной процедуры интерполяции

для любых заданных рсх и р находят lg Ki, потенцированием которых получают значения Ki. При изотермических фазовых превращениях процедура построения рабочего массива используется только один раз.

§ 4. ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕДУРЫ НАХОЖДЕНИЯ КОНСТАНТ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ НЕКОТОРЫХ КОМПОНЕНТОВ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ

С увеличением содержания в нефтях и конденсатах нафтеновых и арома­ тических соединений уменьшается растворимость газовых компонентов в нефтях, что влияет на значения констант равновесия. Это обстоятельство особенно заметно в отношении метана. В графиках констант равновесия используют данные только по смесям парафиновых углеводородов, а константы метана в газонефтяных системах с заметным содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов следует уточнять расчетом по специальной методике.

В системах, составленных из нефтяного газа, содержание нафтеновых и ароматических углеводородов обычно мало, их влиянием можно пренебречь и определять константу равновесия метана непосредственно по графикам.

К о н с т а н т а р а в н о в е с и я м е т а н а . Уточнение расчета константы равновесия метана нефтегазовых систем основано на законе Генри в термодинами­ ческой формулировке [3]. При относительно невысоких давлениях (до 5 МПа) константу равновесия метана определяют по уравнению

^ сн 4

" с н~4(Л

(11.21)

/сн4(р, Т)

 

 

 

где Ясн — коэффициент Генри метана при данной температуре и нулевом давлении; /сн — летучесть чистого метана при данных температуре и давлении.

Коэффициент Генри Ясн находят по эмпирическим уравнениям как функцию усредненного по массовой доле характеристического фактора жидкой фазы без

азота и метана:

 

lg ЯСН4 = \gb — 0,1091Ф — 1,0086,

(11.22)

где

 

S xtMtffit

 

Ф = 1=3

(11.23)

23 xtMi i=3

Коэффициент b определяют в зависимости от температуры по соотношениям

4470

+ 36Г

для

—50°С < Т < 0° С,

Ь — \ 4470

+ 27,5т — 0,125Т2

для

0°С <Г<100°С 1

4810+ 11,67’

для

100°С <Г< 150° С.

43

ТАБЛИЦА II.9

КОЭФФИЦИЕНТ ЛЕТУЧЕСТИ МЕТАНА

р.

 

 

 

 

Температура Г, вС

 

 

 

-20

—10

0

10

20

30

40

1 50

60

70

80 |

МПа

0,1

0,997

0,997

0,998

0,998

0,998

0,998

0,998

0,999

0,999

0,999

0,999

1,0

0,969

0,973

0,976

0,978

0,981

0,983

0,985

0,987

0,988

0,989

0,990

1.5

0,954

0,959

0,964

0,968

0,972

0,975

0,977

0,980

0,982

0,984

0,986

2,0

0,939

0,946

0,952

0,958

0,962

0,966

0,970

0,973

0,976

0,979

0,981

2.5

0,924

0,933

0,940

0,947

0,953

0,958

0,963

0,967

0,971

0,974

0,977

3.0

0,909

0,920

0,929

0,937

0,944

0,950

0,956

0,961

0,965

0,969

0,972

4.0

0,881

0,895

0,907

0,918

0,927

0,935

0,942

0,948

0,954

0,959

0,964

5.0

0,853

0,871

0,886

0,898

0,910

0,920

0,929

0,936

0,944

0,950

0,955

6.0

0,827

0,847

0,865

0,880

0,894

0,905

0,916

0,925

0,933

0,941

0,947

7.0

0,801

0,825

0,845

0,862

0,878

0,892

0,904

0,914

0,924

0,932

0,940

7.5

0,789

0,814

0,835

0,854

0,870

0,885

0,898

0,909

0,919

0,928

0,936

8.0

0,777

0,803

0,826

0,846

0,863

0,878

0,892

0,904

0,914

0,924

0,932

9,0

0,754

0,783

0,808

0,830

0,849

0,866

0,880

0,894

0,905

0,916

0,925

10,0

0,732

0,763

0,791

0,814

0,835

0,853

0,870

0,884

0,897

0,908

0,919

н,о

0,712

0,745

0,774

0,800

0,822

0,842

0,859

0,875

0,889

0,901

0,912

12,0

0,693

0,728

0,759

0,786

0,810

0,831

0,850

0,866

0,881

0,894

0,906

13.0

0,676

0,713

0,745

0,773

0,799

0,821

0,841

0,858

0,874

0,888

0,901

14.0

0,660

0,698

0,732

0,762

0,788

0,811

0,832

0,851

0,867

0,882

0,896

15.0

0,646

0,685

0,720

0,750

0,778

0,802

0,824

0,844

0,861

0,877

0,891

17,5

0,616

0,657

0,693

0,726

0,756

0,782

0,806

0,828

0,847

0,864

0,880

20.0

0,593

0,634

0,672

0,707

0,738

0,766

0,792

0,815

0,835

0,854

0,871

25,0

0,562

0,604

0,644

0,680

0,713

0,743

0,771

0,796

0,819

0,840

0,859

30.0

0,546

0,588

0,628

0,665

0,699

0,731

0,760

0,786

0,811

0,833

0,854

35.00,539 0,582 0,622 0,659 0,694 0,726 0,756 0,784 0,809 0,832 0,854

40.00,539 0,582 0,622 0,660 0,695 0,728 0,759 0,787 0,813 0,837 0,859

45.00,544 0,587 0,628 0,666 0,702 0,735 0,766 0,795 0,822 0,846 0,869

50.00,554 0,597 0,638 0,677 0,713 0,746 0,778 0,807 0,834 0,859* 0,882

Летучесть /сн

рассчитывают, пользуясь коэффициентами летучести ФСН4:

U = cpjp.

(П.24)

Коэффициент летучести <р/ метана приведен в табл. II.9 *.

Для нахождения коэффициентов летучести по табл. 11.9 при заданных темпе­

ратуре и давлении применяют линейную интерполяцию.

При давлениях выше 5 МПа в уравнение (11.21) вводят поправку, учитываю­ щую зависимость коэффициента Генри от давления и отклонение от закона Генри:

 

^сн 4

(11.25)

^сн4

fcн4 ехР всн<Р-

 

Здесь Бсн

— эмпирический коэффициент, зависящий от температуры и разности

давления схождения и коэффициента Генри (рсх — tfCHJ. Значения Всн^ на­ ходят по табл. 11.10.

* В расчетах на ЭВМ коэффициент летучести в зависимости от р и Т определяют по

уравнению Редлиха-Квонга In

= Inу щ +

RT

. У+Ы

+ In jy -

RT./>&j ln ~

V—молярный объем в см8/моль; [р] в МПа, [Т ] в К, R = 8,3147 (см3/МПа)*

RTa/*y+6i..............Г

^

................

(моль-К)

Для азота а = 1,5589-10*; Ь = 26,8. Для метана а = 3,2144-10*;

b —29,7.

44

90

 

 

 

Температура Г, °С

 

 

 

 

100

по

120

130

но

150

160

170

180

190

200

0,999

0,999

0,999

0,999

1,000

1,000

1,000

1,000

1,000

1,000

1,000

1,000

0,992

0,992

0,993

0,994

0,995

0,995

0,996

0,996

0,997

0,997

0,998

0,998

0,987

0,989

0,990

0,991

0,992

0,993

0,994

0,995

0,995

0,996

0,997

0,997

0,983

0,985

0,987

0,988

0,990

0,991

0,992

0,993

0,994

0,995

0,996

0,996

0,979

0,982

0,984

0,986

0,987

0,989

0,990

0,991

0,993

0,994

0,994

0,995

0,975

0,978

0,980

0,983

0,985

0,987

0,988

0,990

0,991

0,992

0,993

0,994

0,968

0,971

0,974

0,977

0,980

0,982

0,985

0,987

0,988

0,990

0,992

0,993

0,960

0,965

0,969

0,972

0,976

0,979

0,981

0,984

0,986

0,988

0,990

0,992

0,953

0,958

0,963

0,968

0,971

0,975

0,978

0,981

0,984

0,986

0,988

0,990

0,946

0,952

0,958

0,963

0,967

0,972

0,975

0,978

0,982

0,984

0,987

0,989

0,943

0,950

0,955

0,961

0,966

0,970

0,974

0,977

0,981

0,983

0,986

0,989

0,940

0,947

0,953

0,958

0,964

0,968

0,972

0,976

0,980

0,983

0,986

0,988

0,934

0,941

0,948

0,954

0,960

0,965

0,970

0,974

0,978

0,981

0,984

0,987

0,928

0,936

0,944

0,950

0,957

0,962

0,967

0,972

0,976

0,980

0,983

0,986

0,922

0,931

0,940

0,947

0,954

0,960

0,965

0,970

0,974

0,980

0,982

0,986

0,917

0,927

0,936

0,943

0,950

0,957

0,963

0,968

0,973

0,978

0,982

0,985

0,912

0,922

0,932

0,940

0,948

0,955

0,961

0,967

0,972

0,977

0,981

0,985

0,908

0,918

0,928

0,937

0,945

0,953

0,959

0,965

0,971

0,976

0,981

0,985

0,903

0,915

0,925

0,934

0,943

0,9511

0,958

0,964

0,970

0,975

0,980

0,985

0,894

0,907

0,918

0,929

0,938

0,947»

0,955

0,962

0,968

0,974

0,980

.0,985

0,886

0,900

0,913

0,924

0,935

0,944

0,953

0,961

0,968

0,974

0,980

0,986

0,876

0,892

0,906

0,919

0,931

0,942

0,951

0,961

0,969

0,977

0,984

0,990

0,872

0,889

0,905

0,919

0,932

0,944

0,955

0,965

0,974

0,982

0,990

0,997

0,874

0,892

0,908

0,923

0,937

0,950

0,962

0,972

0,982

0,991

0,999

1,007

0,880

0,898

0,916

0,931

0,946

0,959

0,971

0,983

0,983

1,002

1,011

1,019

0,890

0,909

0,927

0,943

0,958

0,972

0,984

0,996

1,006

1,016

1,025

1,033

0,903

0,923

0,931

0,958

0,973

0,987

1,000

1,012

1,023

1,032

1,042

1,050

При давлениях, превышающих 70 % от давления схождения, следует при­ менять модифицированную форму уравнения (11.25), учитывающую условие

приближения константы равновесия

к

единице

при приближении давления

к давлению схождения.

 

 

 

 

 

я (

ехР5с н / ~

я,

 

 

 

(11.26)

КG H .--7 сн.

сн4 ехр В{

. * - 1) ( ~ t Y

сн4

 

/сн4

ь

 

К о н с т а н т а

р а в н о в е с и я

а зо т а . Аналогичный метод применяют

для расчета константы равновесия азота. При давлений до 5 МПа эта константа

КN,

 

(11.27)

Коэффициент Генри для азота Н находят по уравнению

 

lg ЯМ, = 2>5829 - 0,09220а — 0,0971в-2 +

147,7/7’ - 0,6441

,

 

 

(11.28)

где 0 = Т/Тк\ Т — температура равновесия,

К; Тк — среднемассовая темпера­

тура кипения всех компонентов жидкой фазы, за исключением азота,

К; Ф —

среднемассовый характеристический фактор жидкой фазы без азота.

 

45

ТАБЛИЦА

11.10

ДЛЯ МЕТАНА

 

 

 

 

 

 

 

КОЭФФИЦИЕНТЫ В

 

 

 

 

 

 

 

Темпе-

 

 

 

 

 

*>сх-■Н М П а

 

 

 

 

°С

—10.0

 

—5,0

 

0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

 

 

 

—40

—0,043

—0,03

 

0,0185

0,009

—0,002

0,0015

0,035

0,0045

0,005

0,005

—20

—0,038

—0,025

 

—0,012

—0,004

0,0015

0,001

0,006

0,007

0,0075

0,0075

0

—0,033

—0,02

 

—0,0067

0

0,004

0,005

0,0085

0,0093

0,0098

0,010

20

—0,028

—0,014

 

—0,0015

0,0037

0,007

0,009

0,0108

0,0115

0,012

0,0125

40

—0,023

—0,0057

0,003

0,0074

0,0100

0,0115

0,013

0,0135

0,0142

0,0145

60

0,0155

—0,001

 

0,0055

0,0097

0,0125

0,0138

0,0148

0,0153

0,0157

0,016

80

—0,01

—0,0022

0,008

0,0118

0,014

0,0155

0,0167

0,017

0,017

0,017

100

—0,00505

 

0,04

 

0,01

0,0135

0,0163

0,0167

0,0173

0,0175

0,0175

0,0175

120

—0,003

 

0,006

 

0,0122

0,015

0,0165

0,0171

0,0174

0,0175

0,0175

0,0175

140

—0,0015

 

0,007

 

0,0125

0,0155

0,0167

0,0173

0,0175

0,0175

0,0176

0,0175

160

0

 

0,0075

0,013

0,0160

0,0169

0,0174

0,0175

0,0175

0,0175

0,0175

180

0,001

 

0,008

 

0,0135

0,0165

0,017

0,0175

0,0175

0,0175

0,0175

0,0175

ТАБЛИЦА

11.11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КОЭФФИЦИЕНТ В В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ И ТЕМПЕРАТУРЫ ДЛЯ АЗОТА^

 

 

Молекулярная

 

 

 

 

 

Температура, °С

 

 

 

 

масса

 

—40

1

 

°

40

 

80

 

120

 

160

30

 

 

 

 

 

—0,08289

 

—0,12204

—0,15888

—0,25329

—0,32236

—0,38453

40

—0,01497

 

—0,03661

—0,07483

—0,14391

—0,22105

—0,28805

50

0,00345

 

—0,00576

—0,01727

—0,04605

—0,12089

—0,18766

60

0,01266

 

 

0,00691

—0,00230

—0,01151

—0,03454

—0,09210

70

0,01842

 

 

0,01382

0,00806

 

0

—0,00921

—0,02993

80

0,02141

 

 

0,01727

0,01266

 

0,00691

0

 

—0,00921

100

0,02533

 

 

0,02072

0,01612

 

0,01220

0,00806

0,00460

120

0,02579

 

 

0,02118

0,01681

 

0,01335

0,01036

0,00852

140

0,02648

 

 

0,02187

0,01727

 

0,01382

0,01197

0,01036

180

0,02809

 

 

0,02349

0,01911

 

0,01612

0,01381

0,01266

225

0.02994

 

 

0,02487

0,02072

 

0,01842

0,01658

0,01497

Смотрите также файлы